PV-Investitionen: Solarparks stehen in den Startlöchern

Das ablaufende Jahr 2022 war für die Solarbranche mindestens so verrückt wie das Jahr zuvor. Aber es war vor allem erfolgreicher. Nunmehr gilt Photovoltaik weltweit als wichtigste Technologie, um hohe Energiepreise zu dämpfen und die Klimawende zu schaffen. Und es hat sich herumgesprochen, dass der Zubau von großen und kleinen Solargeneratoren auf Freiflächen, in der Landwirtschaft und auf Dächern neue Jobs schafft: in der europäischen Solarindustrie und bei den regionalen Installateuren.

Flächen und Geldströme kanalisieren

Die solare Energiewende entfaltet sich im großen Stil. Nun gilt es vor allem, verfügbare Flächen und Geldströme in die Branche zu kanalisieren. Das wird mit einer Professionalisierung der Akquise von Grundstücken einhergehen, hier wird sich eine spezielle Handelskette herausbilden.

Und das Thema Eigenkapital und Liquidität kommt auf neue Weise auf den Tisch. Denn wer im Geschäft mit den Solarparks mitmischen will, braucht finanziell gesehen einen langen Atem. Langwierige Prozesse der Erschließung von Flächen, Pachtverträge, ­zeitraubende Planungsverfahren, Abstimmungen mit Kommunen und die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur sind ohne Vorfinanzierung kaum zu stemmen. Hinzu kommt das Eigenkapital, das Banken zur Finanzierung der Anlagen als Sicherheit fordern.

Der Zubau großer Solarparks gewinnt an Fahrt, getrieben durch die hohen Energiekosten, mit denen sich Verbraucher und die Wirtschaft konfrontiert sehen. Power Purchase Agreements (PPA) für sauberen Strom aus Solarkraftwerken sind das Mittel der Wahl, um die Energiekosten zu drücken. Daran ändert wenig, dass der Gesetzgeber im neuen EEG die Einspeisevergütung für Anlagen erhöht hat, auch die Volumina der Ausschreibungen hat er deutlich vergrößert. Diese Maßnahmen flankieren die Reifung der solaren Stromerzeugung, im Kern wird sie künftig durch PPA getrieben.

Denn nur so können die hohen Energiekosten – durch Spekulationspreise der fossilen Energiewirtschaft – mit preiswertem Strom aus erneuerbaren Quellen gesenkt werden. Drückend offenbart sich gegenwärtig, welch immense Aufgabe die solare Energiewende zu bewältigen hat: als Vorsorge gegen ­Armut, als sozialer Stabilisator, zur Bewahrung des Wohlstands.

Der Ölkonzern Exxon Mobile wird in diesem Jahr einen Rekordgewinn von 40 Milliarden US-Dollar einfahren, doppelt so viel wie 2021. British ­Petrol streicht pro Quartal rund neun Milliarden Dollar ein, der dreifache Gewinn gegenüber Vorjahr. RWE wird seinen Jahresgewinn um ein Drittel auf knapp drei Milliarden Euro erhöhen. Die Gesellschaft steckt im Würgegriff der Energiekonzerne fest, die Bürgern und Unternehmen ungeniert in die Tasche greifen. Es ist wichtig, das zu verstehen. Denn im Alltag des Solargeschäfts rücken solche Zusammenhänge leicht aus dem Blickfeld.

Wenn es nicht gelingt, den Zubau an Solargeneratoren massiv zu ­erhöhen, rollt die Gesellschaft rückwärts. Daran ändert nichts, dass beispielsweise RWE auch in erneuerbare Energien investiert. Das sind Peanuts gegen das fossile Geschäft, gegen die Rendite aus den verbliebenen, längst abgeschriebenen Atommeilern.

Jetzt muss die Solarbranche zeigen, dass sie erwachsen wird und die ­Führungsrolle in der Energieversorgung übernehmen kann. Die Bilanz der zurückliegenden Monate 2022 ist ermutigend, auch wenn noch immer bürokratische Hemmnisse bremsen. Die Auftragsbücher der Projektentwickler sind voll, die Investoren stehen Schlange.

Das geht – ökonomisch gesehen – in die richtige Richtung und wird sich nach den Gesetzen der Wirtschaft beschleunigen. Es zeigt sich, dass eigentlich erst jetzt die systematische Verwertung von Flächen für Solarparks ­beginnt. Die steigenden Kosten für Grundstücke sind dafür ein Indiz. Ein weiteres Indiz ist die wachsende Bereitschaft von Landwirten, der Industrie und Kommunen, ihre Flächen für Solarstrom zur Verfügung zu stellen.

Solarparks auf der Hochkippe

Vor allem in strukturschwachen Regionen stehen enorme Flächen zur Verfügung, deren Erschließung aber nicht frei von Komplikationen ist. So hat GP Joule unlängst den ersten Bauabschnitt des Energieparks Lausitz in Betrieb genommen, bei Schipkau in Brandenburg. Dort sollen drei Solarparks entstehen. Der erste Abschnitt leistet 90 Megawatt.

Auf einer Hochkippe des einstigen Tagebaus Klettwitz sollen insgesamt 300 Megawatt Solarfläche entstehen. Im ersten Abschnitt wurden 183.000 Solarmodule installiert, seit Sommer erzeugt dieser Solarpark rund 91,53 Gigawattstunden im Jahr. GP Joule war als Generalunternehmer für die Planung und den Bau des Sonnenkraftwerks verantwortlich und wird auch den Betrieb führen.

GP Joule Anlagenbau EPC begleitet alle Bauabschnitte des Energieparks Lausitz von der ersten Idee bis zur Inbetriebnahme. „Wir planen, wählen die passenden Komponenten aus und begleiten die gesamte Umsetzung des Projekts“, erzählt Meik Georg Gessner, Leiter des Anlagenbaus. Die Projektinitiatoren des Energiepark Lausitz sind neben GP Joule die Firmen Steinbock EE und Terravent Investments.

Dass auf Konversionsflächen aus dem ehemaligen Kohlebergbau Windräder und Solarparks entstehen, ist keine Seltenheit mehr. In der Lausitz schreitet der Klimawandel voran. Die Niederschläge haben stark abgenommen, die Böden trocknen aus, die landwirtschaftlichen Erträge sinken.

Dennoch ist die Zustimmung zu einem Großprojekt wie dem Energiepark Lausitz kein Selbstläufer. „Für uns ist es deshalb wichtig, von Anfang an den Dialog zu suchen“, berichtet Ove Petersen, Mitgründer und CEO von GP Joule. „Wenn es Bedenken gibt, gehen wir darauf ein. Außerdem wollen wir einen Mehrwert in der Region schaffen – nur so wird die Energiewende wirklich nachhaltig.“

In solchen Gesprächen geht es oft um ganz praktische Dinge. So legten die Anwohner beim ersten Klettwitzer Bauabschnitt großen Wert darauf, dass der Baustellenverkehr nicht durch die Dörfer geführt wurde. Auch Wildtiere standen im Fokus der öffentlichen Diskussion. Sie sollen das Gelände des Solarparks bequem durchqueren und als Rückzugsgebiet nutzen können. Kleintiere können überall unterm Zaun durchschlüpfen, für Rehe und Wildschweine gibt es spezielle Durchlässe.

Wasserstoff als neues Geschäftsmodell

Die Arbeiten am zweiten Bauabschnitt Klettwitz Süd sind bereits im Gange. Die Leitungen sind verlegt, die Unterkonstruktionen im Boden verankert. Dieser Abschnitt steht unmittelbar vor der Inbetriebnahme. Ein Teil des Solarstroms aus dem südlichen Bauabschnitt soll der Produktion von klimaneutralem Wasserstoff dienen.

Ein nahe gelegener Autohof wird das Speichergas an zwei Tanksäulen ­anbieten. In der Region ist bereits ein Netzwerk von interessierten Unternehmen entstanden, die das grüne Gas für ihre Lkw, Busse, Müll- oder Baustellenfahrzeuge nutzen wollen.

Das Projekt ist so konzipiert, dass mit steigender Nachfrage auch die Produktion erhöht werden kann. „Die Wertschöpfungskette lokal abzubilden und mit dem Solarstrom vor Ort Wasserstoff zu erzeugen, macht die Energiewende im wörtlichen Sinne erfahrbar“, bestätigt Petersen. „Außerdem sorgt es für ein Stück Unabhängigkeit von Energieimporten. Das ist heute wichtiger denn je.“

Deponien der Industrie nutzen

Belectric baut unterdessen ein 17 Megawatt großes Solarkraftwerk im sächsischen Böhlen, auf dem Gelände einer industriellen Absetzanlage. Die Bodenverhältnisse sind kompliziert, weil der Untergrund aus Bauschutt und Asche aus Kohlekraftwerken besteht.

Kunden sind die Leag und EP New Energies. Die Anlage besteht aus rund 30.000 Modulen und wird fast 6.000 Haushalte mit Grünstrom versorgen. Die Baufläche befindet sich unmittelbar neben einem früheren Tagebau. Der sich setzende, korrosive Boden mit Bauschutt und Kraftwerksasche erfordert intensive Planung. „Wir haben frühzeitig statische Tests durchgeführt und Bodenproben genommen, um so den Solarpark genau auf die speziellen Anforderungen der Fläche zuzuschneiden“, erläutert Martin Kunz, Projektleiter bei Belectric. „Der Bau der Stromtrasse stellt eine weitere Herausforderung dar. Sie verläuft durch den Deponiebereich und wird letztlich im Kabelkeller des benachbarten Kohlekraftwerks an die Mittelspannung angeschlossen.“

Ein besonderes Augenmerk bei der Errichtung der Freiflächenanlage gilt dem Artenschutz. Bestimmte Bereiche werden von den Bauarbeiten ausgenommen, um die heimische Zauneidechse zu schützen. Gleichzeitig ­entstehen Blühstreifen und Stein-Holz-Haufen. Sie sollen Eidechsen oder Blindschleichen einen Unterschlupf bieten. Die Inbetriebnahme ist für das erste Halbjahr 2023 geplant.

Um die Energiewende zu beschleunigen, entstehen neue Partnerschaften. ­Projektentwickler und Investoren aus der Energiewirtschaft gründen Kooperationen, um gemeinsam große Solarparks zu bauen. Ein Beispiel ist die Zusammenarbeit der Firmen Adler und Renesola Power.

Das erste gemeinsame Projekt ist eine Solarfläche von 36 Hektar im ­Norden von Niedersachsen. Die Entwicklung wird etwa zwei Jahre dauern, danach sollen rund 40 Megawatt Solarleistung installiert sein, sauberer Strom für rund 12.000 Haushalte.

Ein anderes Beispiel ist das Joint Venture von Aracari und Vestinas, das Anfang November vereinbart wurde. Aracari ist ein EXPC aus Südthüringen, Vestinas eine Investitionsgesellschaft, die zur Doric-Gruppe gehört. Das Joint Venture wird als Aracari Solar GmbH firmieren und soll in den nächsten Jahren Solarparks mit insgesamt bis zu 500 Megawatt zur Baureife führen.

Die Partnerschaft ist auf die Entwicklung von Solarparks in ganz Deutschland ausgelegt. Dabei sollen in enger Zusammenarbeit mit Landeigentümern, Kommunen, Stadtwerken und Netzbetreibern neue Lösungen gefunden werden, um sowohl die Energiewende voranzutreiben als auch zur Unabhängigkeit der Energieversorgung beizutragen. Die Baureife der ersten Projekte wird in der ersten Jahreshälfte 2023 erwartet.

Flächenangebot steigt

Bernd Wollwerth-Carl leitet das Deutschlandgeschäft bei Renesola Power. Er sieht in der gemeinschaftlichen Umsetzung von Freiflächenanlagen vielfältige Synergien für die Eigentümer der Flächen und benachbarte Gemeinden: „Für Gemeinden gibt es inzwischen neben den Einnahmen aus der Gewerbesteuer ein zusätzliches finanzielles Argument, um solare Freiflächen zu realisieren“, sagt er. „Pro Kilowattstunde erzeugtem Solarstrom fließen 0,2 Cent in die Gemeindekasse zur zweckfreien Verwendung. Angesichts der aktuellen wirtschaftlichen Lage und stetig steigender Energiekosten ist das ein wichtiges Argument.“

In Niedersachsen gibt es aktuell für Solarparks viele Neuerungen, die bisher ausgeschlossene Flächen künftig für Solarenergie freigeben. Eine neue Dynamik erhält das Thema außerdem durch die kombinierte Nutzung von landwirtschaftlichen Flächen für Kulturen und Solarstrom. Zunehmend werden Flächen an Bahntrassen und Bundesautobahnen entwickelt. Die EnBW hat kürzlich ihren ersten Solarpark in Hessen eingeweiht, in Bad Camberg. Etwas über ein Jahr, nachdem die Gemeinde den Satzungsbeschluss für den Solarpark gefällt hatte, wurde die Freiflächenanlage an der A3 fertiggestellt.

Die rund vier Megawatt große Anlage im Landkreis Limburg-Weilburg erzeugt nunmehr Sonnenstrom für rund 1.500 Haushalte. Sie teilt sich in drei Solarfelder auf, die sich um die A3 gruppieren. Auch die Bahnstrecke von Frankfurt am Main nach Limburg an der Lahn führt mitten durch den ­Solarpark. Dass mittlerweile auch größere Solarleistungen ohne EEG auskommen, ­beweist der neue Solarpark von Baywa r.e. in Bad Liebenwerda, im brandenburgischen Landkreis Elbe-Elster gelegen. Die Anlage leistet 21,14 Megawatt und erzeugt rund 23 Gigawattstunden im Jahr. Die Energiehandelssparte von Baywa r.e. wird den Strom über PPA abnehmen und an der Strombörse vermarkten.

Marc Krezer leitet bei Baywa r.e. die Projektentwicklung in Deutschland. „Die Gestehungskosten des Stroms aus dieser Anlage sind geringer als die Kosten von aus Kohle oder Gas erzeugtem Strom“, analysiert er. „Damit ist der Solarpark in Bad Liebenwerda nach dem 2019 realisierten Solarpark Barth V ein weiteres Projekt von Baywa r.e., mit dem wir Netzparität erreichen konnten.“ Für die kontinuierliche Umsetzung weiterer Projekte ist sein Team auf der Suche nach großen Freiflächen, um die Energiewende voranzutreiben und lokalen Mehrwert für die Kommunen zu schaffen.

Kohlereviere im Wandel

Besonders dramatisch ist der Wandel in den früheren Kohlerevieren in der Lausitz oder am Rhein. Hier werden Mittel aus dem Kohleausstieg investiert, um die Brachen aus dem Bergbau mit riesigen Solarparks zu veredeln. Ende November meldete RWE, dass im Tagebau Garzweiler rund 58.340 Solarmodule und zwei Großspeicher installiert werden. Zum Einsatz kommen bifaziale Module, um die Flächen besser auszunutzen.

Der Braunkohlentagebau Garzweiler liegt bei Bedburg im Rhein-Erft-Kreis. Eine Solaranlage mit 19,4 Megawatt Leistung und einem Speicher mit 6,5 Megawatt entsteht unterhalb des von der Stadt Bedburg und RWE betriebenen Windparks Königshovener Höhe. Auf dieser Fläche haben die Arbeiten bereits begonnen: Teile der Unterkonstruktion sind errichtet und erste Module aufgestellt. Das Projekt Jackerath mit 12,1 Megawatt und 4,1 Megawatt Batteriespeicher wird am Westrand des Tagebaus

gebaut.

Kombination mit Großspeichern

Die Speicher sind darauf ausgelegt, zwei Stunden lang Strom aufzunehmen und abzugeben. „Beide Standorte zusammen sind ungefähr so große wie 38 Fußballfelder“, erklärt Markus Kosma, Produktionsleiter der Tagebaue von RWE Power. „Nicht nur die großflächige Rekultivierung, sondern auch noch aktive Tagebaubereiche bieten viel Platz für die Erneuerbaren.“

Anfang 2023 sollen die beiden Photovoltaik-Speicher-Anlagen in Betrieb gehen. Im Tagebau Inden steht eine vergleichbare Anlage kurz vor der ­Inbetriebnahme. Dort hat RWE mehr als 26.500 Solarmodule mit einem Batteriespeicher kombiniert. Eine weitere Photovoltaik-Speicher-Anlage soll im Tagebau Hambach entstehen. Bis 2030 will RWE allein im Rheinischen Braunkohlenrevier mindestens 500 Megawatt Leistung auf regenerativer ­Basis errichten.

Solarpark auf dem Cottbuser Ostsee

Wie am Rhein, so in der Lausitz: Dort ist die Leag damit beauftragt, frühere Bergbauflächen im Auftrag des Landes zu rekultivieren und neuer Nutzung zuzuführen. Grundlage ist das Bergrecht, das die Planung und Installation von Solarparks nicht unbedingt vereinfacht. Eine spannende Anlage entsteht gegenwärtig auf der Lausitzer Ostsee, einem gefluteten Restloch des Kohlebergbaus. Der See ist so groß, dass die Solaranlage weit genug von den Ufern entfernt schwimmt, die touristisch genutzt werden.

Nach Fertigstellung wird die Anlage rund 21 Megawatt Leistung haben, die bislang größte schwimmende Solaranlage Deutschlands. Die Leag und ihr Projektierer EP New Energies (EPNE) können den Bauantrag noch in diesem Jahr einreichen. Mit Vorliegen der Baugenehmigung kann der Bau der Dalben zur Verankerung der Anlage auf dem Bergbaufolgesee im Frühjahr 2023 beginnen.

Die schwimmende Solaranlage auf dem 1.900 Hektar großen Cottbuser Ostsee wird weniger als ein Prozent der Seefläche einnehmen. Für die Energiewende hat sie in dieser strukturschwachen Region jedoch herausragende Bedeutung.

Denn neben der Solarfläche sollen mit Windkraft und einer Seewasserwärmepumpe weitere erneuerbare Energieträger folgen, um das Hafenquartier emissionsfrei zu versorgen. Die geplante Jahreserzeugung von rund 20.000 Megawattstunden Sonnenstrom kann rechnerisch 5.700 Haushalte versorgen.

Insgesamt plant die Leag bis 2030 rund sieben Gigawatt in der Lausitz. Die früheren Areale des Kohlebergbaus werden mit Solarparks und Windkraft entwickelt – in großem Stil.

Sieben Gigawatt für die Lausitz

Neben den Generatoren sollen moderne Stromspeicher und grüner Wasserstoff eine wichtige Rolle spielen. Darüber hinaus sind Flächen für weitere sieben Gigawatt bis 2040 vorhanden. „Sieben Gigawatt werden den Strukturwandel in den Tagebauregionen der Lausitz maßgeblich voranbringen“, sagt Dominique Guillou, Geschäftsführer von EP New Energies. Diese Tochterfirma der Leag tritt als EPC auf. „Die Braunkohlereviere in moderne Energielandschaften zu verwandeln gibt der Energiewende einen Schub.“

Seit mehr als zwei Jahren wurden geeignete Flächen sondiert und die Verfahren zur Genehmigung von bislang einem Gigawatt auf den Weg gebracht. Bei den Brachen aus dem Bergbau sind komplizierte rechtliche Regelungen zu beachten, etwa das Bundesimmissionsschutzgesetz, das Abfallrecht und das Bergrecht. Neben den sauberen Generatoren sollen die Flächen mit speziellen Konzepten für den Artenschutz ökologisch aufgewertet werden.